7.9 Современные технологии ремонтно-изоляционных и ремонтно-восстановительных работ

Современные технологии ремонтно-изоляционных работ

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) являются одним из 13 основных видов работ по капитальному ремонту скважин. Главная цель проведения РИР — обеспечение оптимальных условий выработки продуктивного пласта. Известно множество технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Отличаются они между собой в основном специ­фикой механизма образования изоляционного материала, при­готовления и закачивания в скважину. В данном разделе из множества апробированных и нашедших практическое приме­нение технологий ремонтно-изоляционных работ особое вни­мание уделяется описанию и оценке эффективности действий по отключению обводненных интервалов пласта и по отключе­нию обводненных пластов.

Отключение обводненных интервалов пласта

На поздней стадии разработки месторождений работы по отключению обводненных интервалов пласта проводятся с це­лью ограничения объемов попутно добываемой воды при со­хранении или увеличении добычи нефти.

При планировании РИР прежде всего анализируется геоло­го-промысловый материал и данные геофизических исследова­ний. Геолого-промысловый материал включает в себя: данные по эксплуатации скважин на участке — изменение дебитов и обводненности во времени, плотность добываемой продукции; расположение добывающей скважины на структуре — свод, пе­риферия, водонефтяная зона; расположение скважины относи­тельно нагнетательных скважин. Геофизические исследования пласта имеют своей целью установление его строения и факта его обводнения по отдельным высокопроницаемым интерва­лам. Они включают в себя: данные первоначального (в процес­се строительства скважины) каротажа-диаграммы КС и ПС, ННК, НГК, АКЦ; данные исследований по определению ха­рактера и причин обводнения продуктивного пласта — диа­граммы ИННК, термометрии, дебитометрии.

При необходимости проводятся дополнительные промы­словые, гидродинамические и геофизические исследования для уточнения причин и характера обводнения продуктивного пласта.

В зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала существуют селективный и неселек­тивный методы изоляции (отключения) обводненных интерва­лов пласта. Представляет интерес самостоятельное рассмотре­ние каждого метода.

Преимуществом селективных методов является возмож­ность проведения РИР без выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных интервалов пласта. Это особенно важно в усло­виях отсутствия надежных методов изучения характера обвод­нения продуктивных пластов. Селективные методы подразде­ляются на две группы. Первую составляют методы по исполь­зованию селективных изолирующих реагентов, которые образу­ют закупоривающий поровое пространство материал (осадок), растворимый в нефти, нерастворимый в воде. Вторую — мето­ды, использующие реагенты селективного действия, которые закупоривают поровое пространство только при смешении с пластовой водой.

Селективные методы первой группы, предполагающие вос­становление проницаемости нефтенасыщенных интервалов, бесперспективны по причине очень медленного растворения образовавшегося осадка. К ней относятся: парафин, церезин, озокерит, мылонафт, нефть и нефтемазутные смеси и т. д.

Наибольшее распространение на практике получили селек­тивные методы второй группы, основанные на образовании осадка при смешении изоляционного реагента с пластовой во­дой. К селективным методам второй группы относятся исполь­зование следующих наиболее известных тампонажных составов (растворов).

Нефтецементные растворы (НЦР) — тампонажный состав на минеральной основе. В качестве жидкости затворения цемента применяются нефть, дизтопливо или другая углеводородная жидкость. Селективность НЦР заключается в невозмож­ности их схватывания без контакта с водой и сохранении под­вижности в течение длительного времени. Последнее повыша­ет проникающую способность раствора и не препятствует его вытеснению нефтью из призабойной зоны при освоении сква­жины. НЦР применяется в высокопроницаемых пластах, хара­ктеризующихся трещинами и высокопроводящими каналами.

Пенные системы. Использование пен для изоляции притока воды основано на закупоривании обводненных интер­валов вследствие прилипания пузырьков воздуха к поверхности водопроводящих каналов и возникновения начального давле­ния сдвига. Последнее связано с тем, что пена является вязко-пластичной упругой системой и обладает структурно-механиче­скими свойствами. Пеноцементные растворы способны изоли­ровать высокопроницаемые обводненные интервалы пласта и неплотности цементного кольца. Пенные системы преимуще­ственно применяются для изоляции притока воды в нефтяных скважинах с пластовым давлением равным или меньшим гид­ростатическому и неоднородными по строению продуктивны­ми пластами. Последнее объясняется способностью пен очи­стить малопроницаемые интервалы пласта и в целом увеличить охват пласта выработкой.

Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан). Использование гипана основано на способности его коагулировать при кон­такте с электролитами, содержащими ионы поливалентных ме­таллов (Са, Mg, Al, Fe и др.). Качество образовавшегося поли­мера зависит от типа электролита и его концентрации. В про­цессе применения гипана для изоляции водопритоков было об­наружено явление выноса его из пласта уже во время освоения скважин. По этой причине его применение для указанных це­лей было резко ограничено. Кроме того, в условиях притока в скважины опресненных вод применение гипана малоперспек­тивно. Исследования по вопросам разработки и практического применения технологии по ограничению водопритоков нашли отражение в методических руководствах, работах А. Ю. Юмадилова, Р. Т. Булгакова, А. Ш. Газизова и ряда других.

Гипано-формалиновая смесь (ГФС). ГФС представляет со­бой однородную смесь гипана, формалина (отвердитель) и со­ляной кислоты (инициатор). Использование ГФС основано на процессе сшивки молекул гипана формальдегидом в присутст­вии соляной кислоты с образованием геля по истечении индук­ционного периода. Последний продолжается от нескольких минут до 7...8 сут. и более. Вязкость ГФС в течение индукцион­ного периода остается невысокой, что облегчает процесс зака­чивания ее в пласт. ГФС частично обладает селективными свойствами и преимущественно проникает и закупоривает об­водненные интервалы пласта. Это объясняется водной основой реагентов, используемых для приготовления ГФС, большой величиной поверхностного натяжения на границе с нефтью, а также отсутствием сцепления с поверхностью, смоченной неф­тью. ГФС применяется для изоляции притока как минерализо­ванных, так и пресных (опресненных) вод. При изоляции при­тока минерализованных вод предпочтительно последовательное закачивание раствора гипана и ГФС. Результаты лабораторных и промысловых исследований по разработке технологии при­менения ГФС достаточно подробно описаны и обобщены P. X. Муслимовым, В. А. Шумиловым и в РД.

Полиакриламид (ПАА). Основную роль в изолирующей спо­собности ПАА играет адсорбция молекул полимера на стенках пор. Селективные свойства ПАА заключаются в избирательной адсорбции молекул полимера в водонасыщенных интервалах и особых свойствах этих молекул: в воде они развертываются, а в нефти — сворачиваются в клубок. Последнее способствует вы­носу молекул ПАА из нефтенасыщенных интервалов при осво­ении и эксплуатации скважины. Кроме того, при взаимодейст­вии растворов ПАА повышенной концентрации (0,15...0,5%) с пластовой водой, содержащей ионы кальция, магния и т. д., образуется большое количество хлопьевидного осадка, закупо­ривающего водонасыщенные интервалы пласта. ПАА применя­ется в качестве тампонажного раствора в виде 0,25...1%-ных водных растворов для закачивания в низко- и среднепроницаемые терригенные пласты, а также в виде 1%-ного водного рас­твора для приготовления вязкоупругих составов (ВУС). Техно­логия применения его для изоляции протока воды также опи­сана в ряде публикаций.

Вязко-упругий состав (ВУС). ВУС образуется при механиче­ском перемешивании 0,5...2,5%-ного раствора ПАА, водного раствора синтетической смолы ГРС (или жидких смол типа ФР, СФ, СФЖ, ФРЭС) и технического формалина 37...40%-ной концентрации (трехкомпонентный) или раствора ПАА и бентонитовой глины (двухкомпонентный). В свежеприготов­ленном виде ВУС представляет собой псевдопластичную жид­кость, фильтрующуюся в пористой или трещиноватой среде аналогично водному раствору ПАА без значительных дополни­тельных сопротивлений. В зависимости от соотношения ком­понентов и температуры окружающей среды (Ю...60°С) в тече­ние 20...70 ч происходит структурное упрочнение ВУС и пре­вращение его в резиноподобный прокачиваемый материал. После завершения индукционного периода ВУС не перемеши­вается ни с нефтью, ни с водой, ни с глинистым и цементным растворами и другими технологическими жидкостями. В пори­стой среде выдерживает начальный градиент давления 2...5 МПа/м. Плотность ВУС регулируется путем введения различ­ных добавок (например, глинопорошка). Более детальная ин­формация о разработке рецептур и технологии применения ВУС не является целью данной работы. Но в случае необходи­мости ее можно получить в ряде РД.

Реагент МАК-ДЭА. Разработан Татнипинефтью совместно с Казанским химико-технологическим институтом. Является продуктом полимеризации метакриловой кислоты в присутствии диэталомина. Применение этого реагента основа­но на взаимодействии с минерализованными пластовыми вода­ми и электролитами во всем объеме. Образовавшийся осадок в пластовой воде упрочняется, а в пресной — разбухает и посте­пенно растворяется. Осадок также растворяется в 10%-ной со­ляной кислоте и концентрированной серной кислоте, в нефти растворяется медленно. Наибольший эффект изоляции прито­ка воды достигается путем предварительного закачивания реа­гента и последующего — электролита, порционного закачива­ния реагента и электролита.

Нефтесернокислотная смесь (НСКС). Для изоляции притока воды используется алкилированная серная кислота (АСК). Взаимодействие последней с нефтью приводит к обра­зованию в течение 10-12 мин кислого гудрона. Максимальное количество гудрона образуется при объемном соотношении нефти и АСК 1:1, оптимальным является соотношение от 1:1 до 2,5:1. Эффект изоляции НСКС заключается и в образовании малорастворимых сульфатов кальция (гипс) при взаимодейст­вии с солями кальция, содержащимися в пластовой воде. Кис­лый гудрон имеет достаточно высокую адгезию с горными по­родами. Гидрофобность его снижает фазовую проницаемость пористой среды относительно воды. НСКС рекомендуется при­менять в терригенных пластах пористостью не менее 18% и проницаемостью более 0,2 мкм², в карбонатных пластах прони­цаемостью не менее ОД мкм².

В ряде публикаций приводятся сведения о возможности использования жидкого стекла в качестве осно­вы в селективных тампонажных составах. Принцип внутрипластового осадкообразования с использованием жидкого стекла используется и для увеличения нефтеотдачи пластов.

АКОР. На промыслах Западной Сибири для ограничения притока воды достаточно широкое применение нашли кремнийорганические водорастворимые составы АКОР. Особенностями АКОР являются растворимость и отвер­ждение их в воде любой минерализации. В составе АКОР ос­новными компонентами являются кремнийорганические эфиры (смолка этилсиликатов, этилсиликаты, тетраэтоксисилан или отход его производства) и кристаллогидрат хлорного желе­за. Последний способствует растворению кремнийорганических эфиров в воде, что позволяет снизить стоимость тампонажного состава в 2... 10 раз, не снижая при этом изолирующих его свойств. На промыслах испытано три модификации соста­ва АКОР: АКОР-1, АКОР-2 и АКОР-4. Перечисленные соста­вы рекомендуют применять для изоляции притока вод в любом коллекторе температурой от -5 до 150°С. Установлено также, что кремнийорганические соединения для водоизоляционных работ возможно использовать при производстве поисковых и нефтегазоразведочных работ (опыт Западной Сибири).

Продукт 119-204. Является разновидностью крем-нийорганических соединений. Применяется для изоляции при­тока воды в скважинах Западной Сибири. Продукт 119-204 представляет собой самокатализирующую систему за счет со­держания в составе олигомеров остаточного хлора (4...8% масс.). Поэтому он является однокомпонентным составом и применя­ется в товарном виде. При смешении Продукта 119-204 с во­дой образуются неплавкие и нерастворимые полиорганосилоксановые полимеры. Следовательно, вода является как бы отвердителем для этого продукта. Минерализация и состав солей пластовых вод не влияют на образование полимера.

КИП-Д. Состав на основе клея КИП-Д, который мо­жет полимеризоваться при наличии незначительного количест­ва воды (2% объем, состава). Процесс отверждения сопровож­дается увеличением объема за счет вспенивания массы углекис­лым газом, образующимся при взаимодействии воды с диизоционатом. При отверждении клея в нормальных (поверхност­ных) условиях образуется материал, подобный газонаполнен­ному поролону. С увеличением давления прочность полимера увеличивается и при давлении 4... 15 МПа представляет собой резиноподобную массу с визуально различимыми редкими включениями мелких (до 1 мм) пузырьков газа. С увеличением температуры время полного отверждения полимера уменьшает­ся. Клей КИП-Д растворяется в углеводородных растворителях. Растворы клея во всех растворителях в соотношении 1:1 отверждаются в полном объеме и с увеличением его в 1,03...4 раза в нормальных условиях и на 10... 15% — при 60°С и давлении 10 МПа. Избыток растворителя приводит к выделению его при отверждении состава. Предельная пластовая температура при применении состава — 80...90°С. Отвержденный полимер рас­творяется в концентрированной серной кислоте.

Использование неселективных изоляционных реагентов при проведении РИР по отключению обводненных интервалов пласта основано на следующем принципе.

В неоднородных по проницаемости и слоистых пластах, встречаемых на практике почти повсеместно, преимуществен­но вырабатываются и обводняются наиболее проницаемые ин­тервалы. В этих условиях при проведении РИР закачиваемая жидкость будет поглощаться отдельными интервалами пласта пропорционально проницаемости, то есть в первую очередь — наиболее проницаемыми и уже обводненными интервалами. На этом основан метод отключения обводненных интервалов пласта по схеме селективной изоляции с применением неселе­ктивных изоляционных материалов. Из неселективных и отверждаемых в полном объеме изоляционных материалов наиболее известными и широко применяемыми являются синтетические смолы ТСД-9, ТС-10.

Синтетические смолы ТСД-9 и ТС-10. Представляют собой смесь суммарных сланцевых фенолов, раствора едкого натра, водорастворимых гликолей и этилового спирта [39, 41, 68, 89, 113, 123]. Применение синтетических смол ТСД-9 и ТС-10 в качестве изоляционного материала основано на их способно­сти отверждаться при взаимодействии с отвердителем с образо­ванием прочного полимера во всем объеме смеси. В качестве отвердителя смолы ТСД-9 используется формалин, смолы ТС-10 — формалин при температуре до 40°С, выше 40°С — уро­тропин или смесь уротропина с формалином; ускорителем от­верждения служит едкий натр (каустическая сода). Синтетиче­ские смолы ТСД-9 и ТС-10 хорошо растворяются в пресной во­де и в нефтепродуктах. Тампонажные составы на основе смол ТСД-9 и ТС-10 приготавливают путем смешения их с отверди­телем с добавлением пресной воды. Учитывая наличие воды в количестве 60...70% в формалине, на практике добавление во­ды в смолы не рекомендуется. В основном применяется объем­ное соотношение смолы и формалина 1:0,5. Однако при при­готовлении тампонажного раствора через устьевой смеситель или на забое скважины рекомендуется увеличить указанное со­отношение до 1:1 для компенсации разбавляемого объема формалина со скважинной жидкостью и обеспечения более равномерного перемешивания смолы и формалина. Прочность отвержденного полимера на разрыв через 2 суток хранения дос­тигает 2...2,5 МПа. Отвержденный полимер не растворяется в водах, растворах кислот и щелочей, углеводородных жидкостях.

Гидрофобный тампонажный материал (ГТМ-З). Состоит из алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы (АЭФС) в коли­честве 95...99% и полиэтиленполиамина (ПЭПА) в количестве 5...1% .

Применение ГТМ-З в качестве водоизолирующего реагента основано на коагуляции его с образованием отверждающейся уп-ругоэластичной массы при смешении с водой. Смола ГТМ-З хо­рошо совмещается с наполнителями: цемент, соль, песок, опил­ки, кордное волокно и др. Тампонажный состав ГТМ-З отверждается на воздухе, в пресной и минерализованных водах, нефтях и органических жидкостях. Термостойкость — 80°С. Проч­ность отвержденного полимера на изгиб и сжатие через 48 ч со­ответственно 7 и 14...18 МПа. Полимер имеет повышенную адге­зию с поверхностью горных пород, металла обсадных труб и ста­рого цементного камня, смоченного пластовой водой и нефтью.

Таким образом, из рассмотренных выше наиболее распро­страненных технологий большинство основано на образовании изоляционного материала в пласте путем смешения осадкообра-зующего реагента с пластовыми жидкостями. Значительная часть технологий предусматривает применение отверждающихся (или гелеобразующих) в полном объеме изоляционных реагентов.

Следует отметить, что к настоящему времени обосновано и описано применение в качестве изоляционного материала очень большого количества химических реагентов. Однако многие из них не нашли широкого распространения в практи­ке, в том числе и по причинам эффективности. А диапазон по­казателей эффективности их использования достаточно широк. Для иллюстрации этого тезиса обратимся к данным табл. 1.1. В ней обобщены и сопоставлены региональные показатели ре­зультативности того или иного изоляционного материала, дан прогноз на перспективы применения.

Первое, что обращает на себя внимание в собранных дан­ных — это низкая эффективность применения изоляционных материалов, относящихся к селективным (селективного дейст­вия). На основании накопленного нами производственного опыта и предпринятых аналитических обобщений причины этого могут быть усмотрены в следующем.

Эффективность и перспективы применения изоляционных материалов

для изоляции притока воды

МАК-ДЭА	Татарстан	=50	Для изоляции притока воды по пропласткам малоперспективен. Более успешно применение в комбинации с цементным раствором
НСКС	Татарстан	50-60	Может применяться прежде всего на месторождениях нефти с содержанием достаточного количества смол и асфальтенов (15 и 3%), с пластовой температурой до 60°С и для ограничения притока воды по различным причинам
АКОР	Краснодарский край Западная Сибирь	75-80 77-91	Предпочтительно примене­ние на месторождениях с высокой пластовой температурой (120-300°С) для ограничения притока воды по различным причинам .
Продукт 119-204	Западная Сибирь	76	Предпочтительно применение на месторождениях с высокой пластовой температурой (до 200°С и более) для ограничения притока воды по различным причинам.
КИП-Д	Узень Каламкас Ромашкинское	>60 единич. скв. единич. скв.	Как изоляционный материал перспективен для изоляции притока воды по различным причинам.
ТСД-9, ТС-10	Башкортостан Татарстан Западная Сибирь Украина Краснодарский край Сахалин Самарская обл.	48 36-70 75 (ТС-10) 60-70 =50 =50 =50	Может применяться для изоляции притока воды по различным причинам в условиях пластовой температуры до 40°С (ТСД-9) и 80°С (ТС-10)
ГТМ-3	Башкортостан Татарстан	50-60	Перспективен для отключения обводненных верхних пластов на любых месторождениях с пластовой температурой до 80

Увеличение стабильности цементных растворов на углево­дородной основе не исключает невозможности фильтрации в глубь пласта цементной суспензии. Кроме того, при высокой и предельной обводненности пласта замещение углеводородной жидкости водой может происходить по всей перфорированной его толщине.

Низкая в целом эффективность применения гипана, ПАА, МАК-ДЭА обусловлена выносом образовавшегося осадка из призабойной зоны обводненного пласта в процессе освоения и эксплуатации скважин. Хотя на некоторых месторождениях, на­пример в Татарстане, при их использовании наблюдались поло­жительные результаты. С нашей точки зрения, увеличение эф­фективности указанных реагентов в данном конкретном случае объясняется применением их в большей степени для изоляции подошвенных и нижних вод в комбинации с цементным раство­ром. В этом случае вынос реагента из пласта исключается.

Перспективы применения пенных систем не вызывают со­мнений. И главная тому предпосылка — возможность решения двух задач: закупорка обводненных пропластков и интенсифи­кация притока жидкости из низкопроницаемых пропластков. Имеющиеся же различия в эффективности их применения в различных нефтедобывающих регионах, по-видимому, обусло­влены спецификой местных гидродинамических условий, свой­ствами пен и т.д. Резко выделяющаяся высокая эффективность на Манчаровском и др. месторождениях Башкортостана может быть объяснена условиями их разработки: до шести неоднород­ных продуктивных пластов разрабатываются совместно единой сеткой скважин, закачка воды ведется во все пласты одновре­менно, более ускоренно вырабатывается и обводняется самый высокопроницаемый пласт CI.

Обобщенные в таблице данные наглядно показывают и то, что эффективным является использование гелеобразующих со­ставов с заранее заданными свойствами. На Туймазинском и Се-рафимовском месторождениях высокая эффективность достиг­нута при закачке ГФС в обводненные девонские пласты. В то же время в терригенных отложениях угленосной свиты эффектив­ность закачки ГФС составила всего 33%. Последнее может быть объяснено меньшей минерализацией воды на Арланском место­рождении. Также замечена тенденция снижения эффективности при обводненности выше 90%. Следовательно, большая минера­лизация попутно добываемой воды способствует еще большему упрочнению геля ГФС. Высокая эффективность с применением

ГФС достигнута на нефтяных месторождениях Белоруссии, при­уроченных к карбонатным коллекторам, залегающим на глуби­нах 2000...4500 м, с пластовой температурой 45-95°С.

По применению ВУС наиболее представительные данные имеются по месторождению Узень. В условиях резко неодно­родных коллекторов, когда обводнение происходит по наибо­лее проницаемым интервалам толщиной 2-3 м, достигнута наи­высшая эффективность РИР.

До настоящего времени НСКС в основном применяется на месторождениях Татарстана. Уже к концу 80-х годов с ее ис­пользованием были проведены РИР почти в 400 скважинах. Главным препятствием расширения применения НСКС в дру­гих нефтедобывающих районах Урало-Поволжья является ее нетехнологичность.

Хорошие результаты получены от проведения РИР по огра­ничению водопритоков с применением кремнийорганических соединений (АКОР, Продукт 119-204) на месторождениях За­падной Сибири, Краснодарского края. Этому способствует от­верждение перечисленных реагентов в присутствии воды раз­личной минерализации и устойчивость образовавшегося поли­мера при температуре 100-150 и даже 300°С. Применение крем­нийорганических соединений в других регионах ограничивает­ся их нетехнологичностью.

Перспективен клей КИП-Д для использования в качестве изоляционного материала при проведении РИР по изоляции притока воды по различным причинам и любой минерализа­ции. Однако расширение объемов применения сдерживается его большой дефицитностью и чувствительностью к контакту с водой. Последнее затрудняет практическое осуществление тех­нологии.

Из неселективных и отверждаемых в полном объеме изоля­ционных материалов особо следует отметить синтетические смолы ТСД-9, ТС-10. Эффективность их применения составля­ет 50%, то есть на уровне эффективности многих материалов селективного действия. В целом низкая успешность РИР с ис­пользованием смол ТСД-9 и ТС-10, как и некоторых других материалов, не обусловлена их изоляционными возможностя­ми, а прежде всего отражает неблагоприятные условия прове­дения ремонтных работ (неоднозначно установленный харак­тер обводнения, несоответствие рецептуры действительным ус­ловиям скважин, несовершенство технологии и т. д.). Синтети­ческие смолы ТСД-9 и ТС-10 являются универсальным изоля­ционным материалом с точки зрения их использования для лю­бого вида РИР и РВР. Они применялись для повышения каче­ства первичного цементирования колонны путем комбиниро­вания с цементным раствором. Преимуществом смол ТСД-9, ТС-10 является также простота их приготовления и закачива­ния в скважину.

Смола ГТМ-З, отверждаемая в полном объеме, среди ос­тальных изоляционных материалов обладает наибольшими прочностными свойствами. Однако его гидрофобность ослож­няет практическое осуществление технологического процесса. Поэтому использование смолы ГТМ-З, как и смол ТСД-9 (ТС-10), для целей изоляции притока воды по отдельным пропласт­кам не отвечает их главному назначению.

Далее на примере скважин Новохазинской площади Арланского месторождения рассмотрим результаты применения не­которых из вышеперечисленных и других изоляционных мате­риалов при проведении РИР по отключению обводненных ин­тервалов пластов [169]. Указанная площадь как нельзя лучше подходит для этих целей.

В пределах названного месторождения в терригенной толще нижнего карбона выделяется шесть продуктивных пластов, ха­рактеризующихся неоднородным строением. Они эксплуатиру­ются совместно в различном сочетании одной сеткой скважин. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты СП и СVI. Поэтому именно они подвергаются первоочередной вы­работке и обводнению и прежде всего поглощают закачивае­мый тампонажный раствор.

Для проведения РИР выбирались скважины с обводненно­стью 98... 100%. Такой принцип выбора скважин обусловлен по­ставленной целью РИР как последнего этапа работ перед пол­ным отключением из эксплуатации продуктивного пласта, об­водненного закачиваемыми водами. Тампонажный раствор за­качивался в пласт без выделения обводненных пропластков и оставления моста в эксплуатационной колонне. После РИР скважина осваивалась без дополнительной перфорации пласта.

Технологические результаты РИР (уменьшение объема по­путно добываемой воды при одновременном увеличении или сохранении добычи нефти) определялись путем сравнения ве­личин дебита жидкости и обводненности продукции до (без учета коэффициента снижения дебита нефти во времени) и по­сле РИР, а также с учетом переходящего эффекта на следую­щий год.

Для этого опытные скважины были разделены на 4 группы, в которых РИР проводились:

I группа — только в одном расчлененном пласте СИ или СVI (3 скважины);

II группа — только в расчлененном пласте СИ или CVI при наличии других перфорированных пластов (10 скважин);

III группа — только в одном монолитном пласте СП или CVI (20 скважин);

IV группа — только в монолитном пласте СП или CVT при наличии других перфорированных пластов (23 скважины).

Полученные данные о технологической эффективности РИР в зависимости от групп скважин и тампонажных раство­ров в обобщенном виде представлены в табл. 1.2.

Общий вывод сводится к тому, что применение отверждаемых тампонажных растворов на поздней стадии разработки ме­сторождений типа Арланского может обеспечить изоляцию притока закачиваемых вод в высокообводненных (95... 100%) продуктивных пластах. В совокупности подвергнутых РИР скважин объем тампонажного раствора составляет 6...8 м³ на один ремонт.

Вместе с тем, в приведенных данных обращает на себя вни­мание не только разновидность использованных тампонажных растворов, но и их различное сочетание. Если применение це­ментных и гельцементных растворов подтверждает существова­ние трещин в разрабатываемых пластах Арланского месторож­дения, то некоторые сочетания (комбинации) тампо­нажных растворов не могут быть оправданными. Например, не имеет логического смысла закачка в обводненный пласт ПАА после смолы ТСД-9, ВУС — после цементного раствора.

Также очевидно, что во всех случаях успешность РИР с точ­ки зрения ограничения притока воды больше аналогичного по­казателя по нефти. Это свидетельствует, во-первых, о достиже­нии эффекта изоляции обводненных интервалов с применени­ем перечисленных тампонажных растворов, во-вторых, о слож­ном характере выработки обводненных пластов и недоста­точном вовлечении в работу после РИР низкопроницаемых ин­тервалов как самого обводненного пласта (объекта изоляции), так и других перфорированных пластов с худшими коллекторскими свойствами. Возможность такого заключения обусловле­на использованным способом оценки технологического эффек­та по отдельным группам скважин.

Перспективными для практического применения в рассмотренных условиях Арланского и подобных ему месторождений являются ЛСТ, смола КФ-Ж, алюмохлорид. При применении ВУС первостепенное внимание должно быть уделено контролю их качества путем слежения за соста­вом извлекаемой из скважины жидкости во время освоения и эксплуатации скважин.

Таблица 1.2 - Успешность и технологическая эффективность РИР в зависимости от групп скважин и видов тампонажных растворов

№ группы	Вид тампонажного раствора	Успешность РИР, %		Средняя продолж. эффекта, сут.
		по воде и нефти	по воде	по воде и нефти	по воде
1	2	4	5	6	7
I	ЛСТ+бихромат натрия	50	75	440	400
	ВУС	100	100	123	123
	Всего по I группе	60	80	281	261
II	ЛСТ+бихромат натрия	86	86	591	591
	ЛСТ+КФ-Ж	100	100	673	673
	ТСД-9+ЛСТ+КФ-Ж	0	100	0	442
	ВУС	0	100	0	1232
	Всего по II группе	73	91	612	657
III	ЛСТ+бихромат натрия	100	100	318	318
	ЛСТ+КФ-Ж	40	80	717	564
	КФ-Ж+алюмохлорид	0	100	0	511
	ТСД-9	50	75	1341	1341
	ВУС	80	80	656	656
	ЛСТ+бихромат+ТСД-9	100	100	1229	1229
	ЛСТ+бихромат+цем. р-р	0	100	0	1390

2	4	5	6	7
ЛСТ+КФ-Ж+цем. р-р	0	100	0	112
ТСД-9+ПАА	0	0	0	0
Всего по III группе	50	80	829	783
ЛСТ+бихромат натрия	50	75	731	559
ЛСТ+КФ-Ж	25	75	166	310
ТСД-9	0	100	0	2013
ВУС	33	100	409	1045
Гельцемент	50	100	919	552
Цем. р-р	100	100	1617	1617
ЛСТ+бихромат натрия +ТСД-9	50	50	1263	1263
ТСД-9+ЛСТ+бихромат натрия	100	100	153	153
ТСД-9+цем. р-р	50	100	56	818
ЛСТ+бихромат натрия	100	100	232	232
+цем. р-р
Цем. р-р.+ВУС+ТСД-9	100	100	202	202
ПАА+ТСД-9	100	100	1576	1576
ЛСТ+бихромат натрия+ВУС	100	100	672	672
Всего по IV группе	56	88	640	747
ЛСТ+бихромат натрия	69	81	520	467
ЛСТ+КФ-Ж	45	82	519	516
КФ-Ж+алюмохлорид	0	100	0	511
ТСД-9	40	80	1341	1677
ВУС	60	90	461	813
Гельцемент	50	100	919	552
Цем. р-р	100	100	1617	1617
ЛСТ+бихромат натрия +цем. р-р	50	100	232	578
ТСД-9+цем. р-р	50	100	56	818
ПАА+ТСД-9	100	100	1576	1576
СТ+ТСД-9	67	67	1246	1246
ТСД-9+ЛСТ	50	100	153	297
Остальное	67	67	437	437
Итого по I-IV гр.	57	85	590	612